Во многих нефтегазоносных бассейнах, как в России, так и за ее пределами геологоразведочная практика все чаще сталкивается со сложнопостроенными месторождениями нефти и газа, изучить строение которых на поисковооценочном и разведочном этапах традиционным набором геолого-геофизических методов (сейсморазведка 2D, 3D и глубокое бурение) в полной мере не удается. Классическим примером таких месторождений являются месторождения Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (Конторович и др., 1988; Трофимук и др., 1992).

Нижневендский нефтегазоносный комплекс в настоящее время является одним из наиболее перспективных в пределах Лено-Тунгусского бассейна с точки зрения вмещения углеводородных (УВ) флюидов. Поиск новых объектов разработки в его пределах связан с комплексным исследованием нефтегазоносного комплекса – выявлением зон распространения, оценкой качества и степени преобразованности нефтегазоматеринских толщ (НГМТ), определение зон распространения и свойств коллекторов, определение путей миграции УВ флюидов, поиск ловушек. При оценке нефтегазоносности бассейна очень важен учет тектонических процессов, т.к. именно они сыграли ведущую роль в распределении углеводородных флюидов в разрезе.

Промышленная нефтегазоносность нижневендских отложений доказана открытием залежей нефти и газа на Собинско-Пайгинском, Верхнечонском, Марковском, Верхневилючанском, Среднеботуобинском, Ярактинском, Братском, Ново-Юдуконском и многих других месторождениях. Комплекс имеет высокий нефтегазовый потенциал, что способствует его дальнейшему изучению и открытию в его пределах новых месторождений.